Способ определения верхней границы зоны прихвата колонны бурильных труб в скважине
Назначение: изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при ликвидации аварий, связанных с прихватом колонны бурильных труб в скважине. Сущность изобретения: в затрубном пространстве скважины создают ударные гидродинамические волны давления. Параметры волновых полей измеряют установленными в затрубном пространстве датчиками давления и регистрируют на экране осциллографа. По полученным ударным диаграммам определяют время пробега ударной волной расстояния между датчиками и время двойного пробега ударной волной расстояния от устья скважины до верхней границы зоны прихвата. Затем по математической формуле определяют глубину верхней границы прихвата. 1 ил.
Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при ликвидации аварий, связанных с прихватом колонны бурильных труб в скважине.
Известный способ определения глубины верхней границы зоны прихвата колонны бурильных труб в скважине характеризуется тем, что создают продольную волну и регистрируют ее параметры, продольная волна распространяется по кабелю, находящемуся в скважине с определенной скоростью и, отражаясь от прихваченного конца, возвращается и регистрируется индикатором натяжения кабеля. По полученной кривой изменения силы натяжения находят время и период свободных колебаний кабеля, а затем по формуле определяют место прихвата [1] Целью изобретения является повышение точности определения глубины верхней границы зоны прихвата с одновременным сокращением времени определения. Сущность изобретения заключается в создании продольной волны и регистрации ее параметров, причем продольную волну создают в затрубном пространстве скважины, заполненном буровым раствором, посредством гидравлического удара с образованием продольной гидродинамической волны, в качестве параметров образовавшейся гидродинамической волны регистрируют установленными в затрубном пространстве на расстоянии Хд1 от устья скважины и на расстоянии Хд2 от устья скважины до предполагаемого интервала прихвата колонны бурильных труб датчиками давления сигналы гидродинамического давления, по измеренным сигналам давления строят ударные диаграммы и по ним определяют время t пробега гидродинамической волной давления расстояния между датчиками и время t* двойного пробега этой волной расстояния от устья до зоны скважины прихвата, а глубину Н верхней границы зоны прихвата определяют по формуле: H [(Хд2-Хд1)t*/t + Х2с-Хд1]/2, где Х2с расстояние от устья скважины до источника гидроудара. На чертеже представлены схема испытания и ударные диаграммы сигналов, измеряемых датчиками. Анализ диаграмм, показанных на чертеже производят следующим образом. Первый скачок давления на диаграмме первого датчика соответствует моменту прихода в точку регистрации Хд1 ударной волны в момент времени t' to + (Хд1-Х2с/С, где tо момент времени произведения гидравлического удара. Первый скачок давления на диаграмме второго датчика соответствует моменту прихода этой волны в точку регистрации Хд2 в момент времени t'' to+(Хд2--Х2с)/С. Расстояние t t''-t' по временной оси диаграмм между точками начала подъема давления определяют время пробега ударной волной расстояния между датчиками. Скорость распространения ударной волны в жидкости, заполняющей затрубное пространство скважины, находят по формуле: С (Хд2-Хд1)/t (1) Через интервал времени t (H-Х2с)/с ударная волна достигнет верхней границы зоны прихвата и, отразившись от нее, в момент времени t'' to + (H-Х2с)/С + (Н-Хд1)/С появится на диаграмме первого датчика в виде волны разряжения, которая через интервал времени (от момента произведения гидроудара) t* (H-Х2с)/С + (H-Хд1)/С + 2Хд1/С (2) вернется после отражения в точку регистрации в виде волны сжатия. Этот момент отмечается на ударной диаграмме новым скачком давления. Найдя расстояние по временной оси диаграммы первого датчика между точками начала подъема давления определяют величину. Подставляя (1) в (2) и выражая величину Н, получают формулу для расчета глубины верхней границы зоны прихвата: Н [(Хд2-Хд1)t*/t + Х2с-Хд1/2 (3) Способ осуществляют следующим образом. В заполненном буровым раствором (в случае наличия циркуляции) или после заполнения раствором (в случае потери циркуляции) затрубном пространстве скважины, на расстоянии Хд1 (20 м) от устья и на расстоянии Хд2 (в предполагаемом интервале прихвата колонны бурильных труб) устанавливают два пьезоэлектрических датчика давления. На обводненном участке затрубного пространства с помощью источника гидравлического удара, установленного на расстоянии Х2с от устья скважины, создают импульсную волну давления. На экране двухлучевого осциллографа регистрируют поступающие с датчиков сигналы и по ударным диаграммам определяют время пробега ударной волной расстояния между двумя датчиками и время двойного пробега ударной волной расстояния от устья скважины до верхней границы зоны прихвата. По формуле (1) определяют скорость распространения ударной волны в буровом растворе, по формуле (2) определяют глубину верхней границы зоны прихвата. П р и м е р. При исследовании скважины в процессе разведочного бурения в период простоя буровой, вследствие возникновения осложнений, связанных с прихватом бурильной колонны, был реализован предлагаемый способ. В заполненном буровым раствором затрубном пространстве скважины на расстоянии 20 м и 150 м были установлены глубинные части приборов с пьезоэлектрическими датчиками типа ЛХ-604, с собственной частотой около 200 кГц, в диапазоне допустимых давлений до 60 МПа, с площадью поверхности чувствительного элемента около 0,78 см2. На расстояния 5 м от скважины был установлен гидроснаряд, посредством которого был произведен гидроудар силой 7 МПа. Сигналы с датчиков регистрировали на экране осциллографа СI-69 и геофизическим фоторегистратором Н0-27. По полученным ударным диаграммам определяют время пробега ударной волной расстояния между датчиками (t 0,086) c и двойное время пробега ударной волной расстояния от устья скважины до верхней границы зоны прихвата (t* 0,407 c). По формулам (1) и (3) определили соответственно скорость распространения ударной волны в буровом растворе С (150-20)/0,86
1511 м/с и глубину верхней границы зоны прихвата бурильной колонны Н (150-20)
0,407/0,086 + 5-20)/2 307,5 м. Время, затраченное на проведение исследования составило доли секунды. Полученные данные хорошо согласуются с результатами определения глубины прихвата, проведенными традиционными методами (с помощью прихватораспределителя). Таким образом изобретение позволяет упростить способ определения глубины верхней границы зоны прихвата, повысить точность и значительно сократить время определения, что приводит к сокращению стоимости аварийных работ за счет сокращения времени простоя буровой. В случае наличия циркуляции бурового раствора, исключить зашламование низа бурильной колонны, за счет возникновения в процессе проведения исследований эффекта ОГИС (обратного гидродинамического способа ликвидации прихватов) в результате которого переток бурового раствора идет из бурильной колонны в затрубное пространство. В случае отсутствия циркуляции бурового раствора, возникающие при проведении исследований встряхивания прихваченной колонны, могут способствовать восстановлению циркуляции.Формула изобретения
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕРХНЕЙ ГРАНИЦЫ ЗОНЫ ПРИХВАТА КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В СКВАЖИНЕ, включающий создание продольной волны и регистрацию ее параметров, отличающийся тем, что продольную волну создают в затрубном пространстве скважины, заполненном буровым раствором, посредством гидравлического удара с образованием продольной гидродинамической волны, а в качестве параметров образовавшейся гидродинамической волны регистрируют установленными в затрубном пространстве на расстоянии XD1 от устья скважины и на расстоянии XD2 от устья скважины до предполагаемого интервала прихвата колонны бурильных труб датчиками давления сигналы гидродинамического давления, по измеренным сигналам давления строят ударные диаграммы и по ним определяют время t пробега гидродинамической волной давления расстояния между датчиками и время t* двойного пробега этой волной расстояния от устья скважины до зоны прихвата, а глубину H верхней границы зоны прихвата определяют по формулеH = [(XD2-XD1)
t*/t+(Xгc-XD1)]2,где Xгс расстояние от устья скважины до источника гидроудара.
РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин
Способ определения глубины прихвата // 1696687
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности
Способ определения интервала и типа прихвата // 1663186
Изобретение относится к геофизическим исследованиям в бурящихся скважинах
Способ определения глубины прихвата // 1629518
Изобретение относится к способам определения границы прихваченных в скважине труб
Изобретение относится к горной промышленности
Изобретение относится к промысловой геофизике
Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к области исследования буровых скважин, и может быть использовано при определении свободных или прихваченных частей труб в скважине
Изобретение относится к определению геометрии стволов скважин внутри обсаженных скважин с помощью межскважинных электромагнитных измерений
Изобретение относится к скважинным устройствам, которые могут быть использованы для определения местоположения втулок и/или других элементов в стволе скважины и выдают на поверхность сигнал о таком местоположении или в перевернутой ориентации могут быть использованы для приложения заданной нагрузки к компоновке низа колонны
Способ определения местоположения пробойника или бура в грунте и устройство для его реализации // 2442192
Изобретение относится к строительной технике и предназначено для обнаружения пробойников или буров в грунте
Способ определения положения подвижного компонента скважинного устройства заканчивания скважины // 2446282
Изобретение относится к способам регулирования нефтяных и газовых промысловых скважин
Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине. Предложенный способ содержит следующие этапы: позиционируют рабочий инструмент, имеющий узел датчика, соединенный с ним, в пределах ствола скважины; перемещают рабочий инструмент в пределах ствола скважины; измеряют расстояние, пройденное рабочим инструментом в стволе скважины с узлом датчика путем обнаружения изменений магнитного поля, создаваемого магнитом, адаптированным для поворота на тот же угол, на какой поворачивается колесо, при этом магнит расположен на оси или в оси, которая проходит через колесо; и определяют положение рабочего инструмента в стволе скважины посредством сравнения пройденного расстояния относительно неподвижной точки отсчета. При этом рабочий инструмент содержит: рычаг, пружину, расположенную рядом с первым концом рычага, и колесо, расположенное рядом со вторым концом рычага, причем колесо выполнено с возможностью качения по стенке ствола скважины при перемещении рабочего инструмента в пределах ствола скважины. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.
Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.
Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента. Компоновка инструмента для выполнения работ в трубах в скважине, содержащая: приводимый в действие инструмент; устройство локации для определения местоположения приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине системы труб; и бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, в момент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры и скорости инструмента, и определения времени передачи сигнала для приведения в действие инструмента. Приводимый в действие инструмент, устройство локации и бортовой контроллер вместе выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии в качестве автономно приводимого в действие блока. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью в ответ на сигнал для приведения в действие инструмента из бортового контроллера для автономного выполнения работ в трубах. Система приводимого в действие инструмента, устройство локации и бортовой контроллер являются саморазрушающимися в ответ на или в связи с приведением в действие приводимого в действие инструмента, так, что обломки от саморазрушения являются существенно мелкими, так что нет необходимости в отдельной операции по удалению обломков из трубного изделия. Причем приводимый в действие инструмент используется в непрерывной одновременной работе заканчивания и обработки пласта для интенсификации притока вдоль ствола скважины без перерыва с остановкой работы. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 35 ил.
Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин. Согласно заявленному способу осуществляют с помощью антенны одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения. Регистрацию сейсмических колебаний осуществляют с помощью датчиков давления многоэлементной гидроакустической мультилинейной кабельной антенны на морском дне. Преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму и передают эти сигналы через оптоволоконный кабель на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм. Осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах. Последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам. Осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн и рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны. Определяют местоположения источников шума по максимуму сембланса. Вычисляют когерентные компоненты сейсмограмм для найденного источника и вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм. Интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах и определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины. Технический результат - повышение точности определения местоположения бурового инструмента. 1 ил.
Изобретение относится к операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещи. Техническим результатом является упрощение, снижение трудозатрат на проведение операций в скважине и повышение безопасности и эффективности исследований. Предложен способ каротажа скважины, проходящей через подземный пласт, включающий осуществление по меньшей мере одной операции каротажа на отрезке скважины, причем в процессе каждой такой операции в скважине перемещают каротажный прибор, содержащий источник излучения нейтронов и по меньшей мере один детектор, измеряющий гамма-излучение захвата тепловых нейтронов, с получением спектров энергии захватного гамма-излучения, зависящих от продольного положения прибора в скважине. При этом используют указанные спектры энергии захватного гамма-излучения, полученные в результате по меньшей мере одной операции каротажа, для определения присутствия проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, в пласте и/или в зоне скважины. Причем указанное использование включает различение захватного гамма-излучения, исходящего из проппанта, содержащего материал с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов, и захватного гамма-излучения, возникающего в результате реакций тепловых нейтронов с другими составляющими компонентами пласта и скважины. При этом указанное различение включает вычитание эталонных спектров отдельных элементов, аппроксимацию с использованием способа наименьших квадратов или другие способы обработки/деконволюции спектров для отграничения захватного гамма-излучения, исходящего из материала с большой величиной сечения захвата, содержащегося в проппанте, от захватного гамма-излучения, исходящего из других элементов/материалов, присутствующих в пласте и в зоне скважины. Причем указанное определение на стадии использования включает идентификацию отрезков в скважине, в которых обнаружено захватное гамма-излучение, исходящее из материала с большой величиной сечения захвата тепловых нейтронов. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 27 ил., 8 табл.
